復雜沉積成巖場有利儲層評價預測技術及其在南海西部海域的應用*

尤 麗 張迎朝 楊希冰 吳仕玖 招湛杰 代 龍 鐘 佳 徐守立

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

隨著南海西部海域油氣勘探程度的加深，勘探領域逐漸向中深層拓展，如鶯歌海-瓊東南盆地(簡稱鶯-瓊盆地)中新統[1]、北部灣盆地與珠江口盆地古近系[2]。南海西部中深層存在強非均質性[3]和低滲儲層[4-6]、高溫超壓環境[5-7]，在沉積體、成巖場與流體作用等方面表現出復雜多樣特點[8-9]，發育(扇)三角洲、水道-海底扇[1,10]等復雜沉積體，具有高溫常壓、高溫超壓等復雜溫壓場[11]，存在多期油氣充注及CO2、大氣淡水等流體作用[11-13]，因此，復雜沉積體、成巖場、流體作用背景下儲層演化與形成機制是制約該地區中深層油氣勘探突破的關鍵問題。而對于復雜領域儲層而言，儲集條件除與沉積、成巖和構造作用密切相關外，儲層孔隙演化史與油氣充注、特殊成因機制關系也很重要[14-15]。本文以鶯-瓊盆地中新統重力流水道-海底扇、高溫超壓儲層與北部灣盆地烏石凹陷流沙港組二段(扇)三角洲、高溫常壓儲層為例，系統研究其儲層巖相-儲集相特征，建立儲層孔隙、成巖演化及與油氣充注的匹配關系，明確儲集條件形成機制，圈定有利儲層分布，形成了復雜沉積成巖場有利儲層評價預測技術序列，應用于南海西部中深層重點油氣勘探領域并取得了顯著成效。

1 復雜沉積成巖場有利儲層評價預測技術序列

針對南海西部中深層面臨的復雜沉積類型、成巖場背景、多類型流體作用，認識與刻畫不同或相同沉積體儲層巖相-儲集相特征，劃分區域沉積與成巖場特征，明確不同地質條件巖相、成巖和孔隙演化及與油氣等流體充注的耦合關系，確定儲層物性主控因素與有效儲層成因機制，建立不同沉積體、溫壓場、流體影響的儲層物性預測模型，疊合成儲主控因素圈定有利儲層分布區，預測有利區物性特征，為重點區帶、目標評價及鉆井部署提供依據，形成了復雜沉積成巖場有利儲層評價預測技術序列，主要包括以下3個方面。

1.1 巖相-孔喉結構精細表征技術

該技術是從沉積巖巖性、組分、結構、地球化學等方面剖析巖石學特征，并結合區域沉積、成巖等背景反映沉積與成巖環境響應記錄，揭示沉積巖形成的沉積環境、成巖過程中成巖環境的演替，綜合巖石薄片、常規壓汞、恒速壓汞、核磁共振等技術手段刻畫儲層孔喉結構特征。該技術實現了從定性到定量、從二維到三維、從評價到恢復、從靜態到動態精細表征儲層巖相及孔喉結構特征，恢復沉積環境及成巖過程，研究沉積環境、成巖環境、孔喉結構等對儲層物性的影響，明確了不同沉積環境造成不同儲集條件差異的原因，進而指出儲層發育機制。

1.2 孔隙演化定量恢復及關鍵時刻儲層物性預測技術

早期儲層演化研究多限于對現今儲層成巖類型、強度與儲集性進行定性或半定量評價，缺乏儲層成巖、孔隙演化與油氣充注的配置研究[7]?？紫抖炕謴图瓣P鍵時刻儲層物性預測技術是在區域巖相、成巖相、儲集相研究的基礎上，明確區域成巖演化、孔隙演化，建立區域成巖孔隙演化共生序列，并結合埋藏史與成藏史，明確成巖孔隙演化與成藏期次時間匹配關系，明確儲層為“先致密、后充注”或“先充注、后致密”類型，進而確定上述不同儲層類型有利儲層控制因素，明確不同成藏期儲層儲集性、成巖相特征，預測成藏關鍵時刻儲層物性特征，在一定程度上實現了儲層演化與成藏條件的時空配置研究。

1.3 成巖-儲集相定量評價及有利儲層預測技術

以往多以沉積相或結合井點定性或半定量評價成巖相[5]和預測有利儲層。對于中深層儲層而言，成巖作用已是儲層物性的關鍵影響因素，僅以沉積相帶進行有利儲層預測并不能完全解決優勢沉積相儲層物性非均質性的原因。成巖-儲集相定量評價及有利儲層預測技術是在宏觀沉積體落實的前提下進行儲層巖相、成巖相、儲集相對比研究，根據區域孔滲演化與壓實演化、膠結與溶解強度關系建立不同沉積體、溫壓場背景成巖相劃分方案，對壓實、膠結、溶蝕相進行定量評價與區域展布分析，剖析其對儲集相發育的關鍵控制因素，疊合控制有利儲層的關鍵巖相、成巖相與儲集相分布，預測有利儲層分布，建立區域孔滲演化模型，定量化預測有利區儲集巖性、物性特征，指出有利勘探方向。

2 在鶯-瓊盆地中新統重力流沉積、高溫超壓領域的應用

2.1 儲層特征

鶯-瓊盆地中新統梅山組和黃流組主要發育三角洲、濱海、淺海、海底扇和軸向水道沉積[1,16-17],其中重力流水道-海底扇沉積以粉、細砂巖為主，含少量中、粗砂巖，巖石類型主要為石英砂巖、巖屑石英砂巖、長石巖屑石英砂巖和長石巖屑砂巖等。鶯-瓊盆地普遍發育高溫超壓背景，且由東方區—樂東區—樂東-陵水凹陷地溫梯度變低[11]，進而導致由東方區—樂東區—樂東-陵水凹陷成巖、孔隙演化變慢。隨著埋深由2 700 m增加至4 800 m，儲層孔隙度縱向變化不明顯，孔隙度主要為10%～15%(圖1)，孔隙類型表現為以殘余粒間孔為主、發育部分粒內溶孔的組合特點(圖2)；儲層滲透率變化大，主要為1～100 mD(圖1)，非均質性強。以大樂東區為例，由于差異地溫梯度分布與異常超壓保護等作用，由斜坡區到凹陷中心進入相同成巖階段的深度明顯加深，成巖演化變慢，相同層位以淺埋藏的斜坡區儲層厚度、物性最優，凹陷斜坡帶的樂東B區孔隙度在10%左右，低孔特征為主；凹陷中心的樂東A區盡管埋深在3 800 m附近，仍然發育中孔。

圖1 鶯-瓊盆地中新統儲層物性演化特征

圖2 鶯-瓊盆地中新統儲層微觀特征

2.2 有利儲層控制因素

鶯-瓊盆地中新統重力流、高溫超壓儲層儲集條件形成受控于差異沉積體的母質與高溫超壓、天然氣充注、超壓形成時間等因素影響的差異壓實、膠結影響。

不同粒級砂巖滲透率隨埋深演化特征顯示(圖1c)， 在相近埋深條件下，儲集巖粒度越粗，滲透率明顯偏好。東方區埋深2 700～3 300 m的細砂巖滲透率明顯優于極細砂巖，粉砂巖的滲透率明顯較差；大樂東區發育東、西兩大物源影響的水道-海底扇沉積儲層[1,16-17]。類比東方區，認為凹陷中心以西物源的較粗、低泥質雜基沉積體最有利；凹陷斜坡以東物源的厚層、粗粒沉積體抗壓實程度強，利于深部有利儲層發育，相近埋深儲層物性較好。對于樂東-陵水凹陷，斜坡區陵水A區極細砂巖滲透率優于粉砂巖，且往凹陷中心方向的2井泥質雜基含量較低，儲層滲透率較好，凹陷方向中砂巖滲透率優于細砂巖。這表明，沉積環境造成的儲集巖厚度、粒度與泥質雜基含量是該地區有利儲層的重要控制因素。

區域溫壓場顯示，東方區—樂東區—樂東-陵水凹陷普遍發育高溫、超壓，且由東方區—樂東區—樂東-陵水凹陷、由斜坡—凹陷斜坡—凹陷中心，相同層位地溫梯度降低、壓力系數增強[11,18-19]，進而成巖演化變慢，對應進入各成巖期深度變深(圖3)，這是東方區埋深2 700～5 000 m儲層孔隙度縱向變化不大且發育粒間孔+次生孔孔隙組合的主要原因，也是樂東區相近埋深條件下凹陷中心儲層孔隙度明顯優于斜坡區或凹陷斜坡區的主要原因。樂東區凹陷中心發育較早期超壓[11,19]、天然氣充注[20-21]，該時期儲層壓實程度不強，孔隙度在15%左右，利于天然氣充注成藏；同時早期超壓、天然氣充注一定程度抑制了壓實、膠結作用進行，保護了粒間孔，由凹陷中心往斜坡區受鈣質膠結影響增強；凹陷斜坡區發育較晚期超壓、天然氣充注，受壓實作用影響程度強于凹陷中心；斜坡區不發育超壓，鈣質膠結強，儲層物性隨埋深增加呈顯著變差趨勢。由此可見，高溫超壓、天然氣充注是影響該地區有利儲層發育的關鍵因素。

2.3 有利儲層分布與預測

鶯-瓊盆地中新統重力流沉積、高溫超壓領域發育“早期天然氣充注、超壓形成，晚期成巖演化中等—致密”與“早期成巖演化致密，晚期天然氣充注或超壓形成”兩種演化模式，定量刻畫區域成巖相分布，并疊合區域沉積-成巖相分布以預測有利儲層分布。以樂東區為例(圖4)，發育早期超壓、天然氣充注保護孔隙演化模式的凹陷中心儲層條件最為有利，如樂東A-3等有利目標預測埋深3 900～4 200 m儲層孔隙度為13%～18%，屬于低—中孔特征；其次為發育后一種演化模式的凹陷斜坡區，厚層粗粒砂體、中等—近強壓實區相對有利，如樂東B-1、B-2、B-3，其中靠近凹陷中心、受膠結程度影響較弱的樂東B-1更為有利，預測埋深3 500～4 500 m的細、中砂巖儲層孔隙度為10%～16%?；谏鲜鲅芯拷Y果，評價樂東A-3、B-1、B-2、B-3等為有利目標，并推動系列鉆探，獲得了天然氣地質儲量，其中LDB-3a井深層獲得80余米氣測異常，LDB-1c井深層測試獲得商業有效氣藏發現。

圖3 鶯歌海盆地樂東區中新統黃流組儲層成巖、孔隙演化與油氣充注序列

圖4 鶯歌海盆地樂東區沉積成巖-儲集相剖面

3 在北部灣盆地烏石凹陷始新統三角洲沉積、高溫常壓領域的應用

3.1 儲層特征

北部灣盆地烏石凹陷始新統流沙港組二段發育(扇)三角洲[10,13]，儲集巖以粉、細砂巖為主，北部斜坡帶—烏石東區較南部陡坡帶—凹陷中心儲集巖粒度粗、含砂率高、單層厚度大。由于區域差異熱流值與局部火山活動的影響，烏石凹陷存在南、北兩個不同古地溫場的成巖演化體系[3]，分別為北部較高古地溫場與南部中等古地溫場；從北部斜坡帶—中區—南部陡坡帶，進入各成巖期深度加深。鉆井常規物性、鑄體薄片分析表明，流二段儲層儲集性能具有明顯的分區、分帶性，橫向上表現為北部—東北部斜坡帶淺—中埋深的烏石9/2/1構造較南部陡坡帶中—深埋的烏石7/13/6構造喉道粗、粒間孔發育、物性好，南部陡坡帶西段深埋的烏石7/13構造較東段中—深埋的烏石6構造喉道粗、次生孔發育、物性好；縱向上儲層物性隨埋深增加而變差，相近埋深時南部陡坡帶、凹陷中心物性好于東北部斜坡帶，南部陡坡帶西段物性好于南部陡坡帶東段(圖5、6)。

3.2 儲層形成機制與主控因素

綜合不同構造帶成巖序列、不同巖性孔隙演化特征、鏡質體反射率等參數，結合區域埋藏史、油氣充注史[13]等，建立烏石凹陷流沙港組區域成巖、孔隙演化與油氣充注序列(圖6)，明確了流二段有利儲層主控因素為沉積環境、水動力影響的粒度與泥質雜基含量、地溫場造成的成巖演化與成巖強度以及溶解作用。

圖5 北部灣盆地烏石凹陷流二段儲層物性特征

圖6 北部灣盆地烏石凹陷流二段儲層成巖、孔隙演化與油氣充注序列

烏石凹陷流二段北物源三角洲前緣水下分流河道由于物源供給充足、水動力強，儲集巖含砂率高、粒度較粗、泥質雜基少，基本為有效儲層，儲層物性好于湖底扇沉積儲層；由于儲集巖厚度、粒度等差異，儲層物性明顯不同，相同沉積相帶的儲集巖厚度大、粒度越粗，抵抗壓實能力越強，進入各孔隙帶深度加深，相近埋深條件下儲集性能更優(圖6)。因此，強水動力條件形成的厚層、粗粒儲集巖體是有利儲層形成的前提。

差異地溫場造成的差異成巖演化、成巖強度明顯控制儲層儲集條件。流二段烴源巖在新近紀處于主要生排烴期[13]，此時流二段儲層壓實作用不強，儲層孔隙度在25%左右(圖6)，利于油氣充注成藏，為“早期油充注成藏、后期成巖演化中等—致密”的儲層演化模式；以壓實程度較弱或較低古地溫場區更加有利，表現為處于中等古地溫場背景的南部陡坡帶—中區，成巖演化程度較弱，相近埋深儲層物性好于處于較高古地溫場背景的烏石東區和北部斜坡，且埋深下限更深。

溶解作用的改善是深埋藏儲層儲集條件形成的重要因素。流二段儲層埋深主要為1 800～4 000 m(圖6)，處于中成巖階段A—B期，此時有機酸大量形成，溶解不穩定組分形成次生孔隙，南部陡坡帶西段烏石13構造由于不穩定組分含量較高且更靠近生烴中心，利于有機酸的溶解作用形成，形成以次生孔為主，發育粒間孔的孔隙組合，儲層滲透率明顯較好；而南部陡坡帶東段烏石5、6構造不穩定組分含量較少且遠離生烴中心，表現為粒間孔+少量次生孔的組合，儲層滲透率差。

3.3 有利儲層分布與預測

在區域沉積體落實的前提下，通過分析區域儲層展布特征，定量評價壓實作用并對壓實相進行分布預測，疊合沉積相、壓實相等主控因素分布與儲層類型分布，從而圈定區域有利儲層分布(圖7)。北部斜坡帶、東區反轉帶的三角洲沉積、弱—中等壓實區為最有利儲層分布區；(扇)三角洲沉積水下分流河道沉積體、中等—近強壓實區或強溶解區可以發育有利儲層。上述研究結果有力支持了系列目標評價，其中烏石2、1W構造鉆探獲得中產商業油層發現，儲層為中孔、中滲；南部陡坡帶與北部斜坡(扇)三角洲沉積、近強壓實區的烏石5、6構造發現了厚層油層；南部陡坡西段扇體不穩定組分含量較高、靠近生烴凹陷中心的中等—強溶蝕區儲層優，據此成功評價了該區深層領域目標，WS8-1井深層獲得厚層油層發現，推動了該區域的勘探。

圖7 北部灣盆地烏石凹陷流二段沉積壓實-儲集相分布

4 結論

1) 針對南海西部海域中深層復雜沉積體、溫壓場、多種流體作用背景下儲層演化與有利儲層形成機制等關鍵問題，建立了復雜沉積成巖場背景有利儲層評價預測技術序列，主要包括巖相-孔喉結構精細表征技術、孔隙演化定量恢復及關鍵時刻儲層物性預測技術和成巖-儲集相定量評價及有利儲層預測技術等。該技術序列應用于南海西部海域中深層重點油氣勘探領域，取得了顯著勘探成效。

2) 鶯-瓊盆地中新統重力流沉積、高溫超壓領域發育“早期天然氣充注、超壓形成，晚期成巖演化中等—致密”與“早期成巖演化致密，晚期天然氣充注、超壓形成”兩種儲層模式；儲集條件受控于差異沉積體的母質與高溫超壓、天然氣充注、超壓形成時間等影響下的差異壓實、膠結作用；凹陷中心儲層條件最有利，其次為凹陷斜坡區。在該研究結果指導下成功評價了有利目標，鉆探獲得天然氣商業發現。

3) 北部灣盆地烏石凹陷流二段(扇)三角洲、高溫超壓領域發育“早期油充注、后期成巖演化中等—致密”的儲層模式，有利儲層形成受控于沉積水動力造成的粒度與泥質雜基、差異地溫場造成的成巖演化與成巖強度、溶解作用等因素；北部斜坡為最有利儲層發育區，其次為南部陡坡和凹陷中心。在該研究結果指導下成功評價了有利區帶，推動了區域勘探。

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